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AVALIAÇÃO DE UM SISTEMA HÍBRIDO DE CONCENTRAÇÃO SOLAR

(FOTOVOLTAICO E TÉRMICO) PARA GERAÇÃO DE ELETRICIDADE NO

SEMIÁRIDO BRASILEIRO

Jessica Mello Kalbermatter

Projeto de Graduação apresentado ao Curso de

Engenharia Mecânica da Escola Politécnica,

Universidade Federal do Rio de Janeiro, como

parte dos requisitos necessários à obtenção do

título de Engenheiro.

Orientador(es): Alexandre Salem Szklo

Rodrigo Fonseca Araujo Milani

Tavares

Rio de Janeiro

Setembro de 2017





PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE

ENGENHARIA MECÂNICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE

FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS

PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO MECÂNICO.

Examinada por:

________________________________________________

Prof. Alexandre Salem Szklo.

________________________________________________

Prof. David Alves Castelo Branco.

________________________________________________

Prof. Daniel Alves Castello.

________________________________________________

MSc Rodrigo Fonseca Araujo Milani Tavares.

RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL

SETEMBRO de 2017

iii

Kalbermatter, Jessica Mello

Título do trabalho/ Jessica Mello Kalbermatter. – Rio de

Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, 2017.

X, 57 p.: il.; 29,7 cm.

Orientadores: Prof. Alexandre Szklo

Rodrigo Milani

Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/Curso

de Engenharia Mecânica, 2017.

Referências Bibliográficas: p. 56-57.

1. Energia Solar. 2. Concentração Solar. 3. Fotovoltaico

de concentração. 4. Hibridização. 5. SAM. I. Szklo,

Alexandre, et al. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro,

Escola Politécnica, Curso de Engenharia Mecânica. III.

Titulo.

iv

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte dos

requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Mecânico.





Setembro/2017

Orientador(es): Alexandre Salem Szklo

Rodrigo Milani

Curso: Engenharia Mecânica

Motivado pela proposta inovadora de planta solar Ottana em Sardenha, na Itália, este trabalho

propõe um novo tipo de hibridização para plantas solares conforme a comparação entre dois

sistemas: planta CSP simples, com termoacumulação de maior capacidade, e sistema hibrido,

combinando CPV com CSP com termoacumulação de menor capacidade. Usando o software

SAM e aplicando balanços de energia, é analisada a geração de energia elétrica, em base

anual e em base horária, a capacidade de armazenamento térmico em horas, os custos

nivelados da energia, o uso anual de água e o fator de capacidade. O caso de estudo foi

desenvolvido em Bom Jesus da Lapa, no nordeste brasileiro. As simulações indicam que em

termos de LCOE a inovação proposta não seria competitiva, no entanto o consumo anual de

água e o estado da arte da termoacumulação, com a maior parte das plantas no mundo com

capacidade de 5 a 10 horas, sugerem que o sistema híbrido pode ser interessante no contexto

do semiárido brasileiro.

Palavras-chave: Energia Solar, Concentração Solar, Fotovoltaico de concentração,

Hibridização, SAM.

v

Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the

requirements for the degree of Engineer.

ANALYSIS OF A HYBRID CONCENTRATED SOLAR POWER SYSTEM (CPV AND

CSP) FOR BRAZIL’S SEMIARID REGION


September/2017

Advisors: Alexandre Salem Szklo

Rodrigo Milani

Course: Mechanical Engineering

Inspired by the innovative proposal of Ottana solar plant in Sardinia, Italy, this work proposes

a new type of hybridization for solar plants according to the comparison between two

systems: single CSP plant, with larger thermal storage, and a hybrid system, combining CPV

with CSP with a more conservative thermal storage. Using the SAM software and developing

energy balances, the following aspects of the proposed plants are analyzed: the electric power

generation, on an annual basis and on a hourly basis, the thermal energy storage capacity, the

levelized cost, the water use and the capacity factor. The case study was developed in Bom

Jesus da Lapa, in northeastern Brazil. Findings of the simulations indicate that in terms of

LCOE the proposed innovation would not be competitive. However the annual water

consumption and the state of the art of thermal storage, restricted to 5-10 hours of storage in

most of the world CSP installed capacity, suggest the opposite.

Keywords: Solar Concentrated, Concentrated Photovoltaic, Hybridization, SAM.

vi

Sumário

1. Introdução ....................................................................................................................... 8

2. Descrição Tecnológica .................................................................................................. 11

2.1. Tecnologia CSP ..................................................................................................... 11

2.1.1. O Múltiplo Solar ............................................................................................. 13

2.1.2. Campo Solar ................................................................................................... 14

2.1.3. Armazenamento Térmico ............................................................................... 16

2.1.4. Bloco de Geração de Energia Elétrica ............................................................ 20

2.2. Tecnologia CPV ..................................................................................................... 24

3. Metodologia .................................................................................................................. 27

3.1. Procedimento metodológico .................................................................................. 27

3.2. SAM (System Advisor Model) .............................................................................. 27

3.3. Critério de Comparação ......................................................................................... 30

3.4. Definição dos Sistemas .......................................................................................... 32

3.4.1. Escolha da localidade ..................................................................................... 32

3.4.2. Seleção do tamanho da Planta ........................................................................ 34

3.4.3. Sistema 1: Planta CSP 1 simples com armazenamento térmico ..................... 34

3.4.4. Sistema 2: CPV e CSP 2 em operação conjunta ............................................. 35

3.5. Etapas das simulações ............................................................................................ 37

4. Estudo de Caso .............................................................................................................. 38

4.1. Dados meteorológicos ............................................................................................ 38

4.2. Parâmetros da Modelagem Financeira ................................................................... 39

4.3. Sistema CSP 1 ........................................................................................................ 40

vii

4.3.1. Campo Solar ................................................................................................... 40

4.3.2. Bloco de Potência ........................................................................................... 48

4.3.3. Armazenamento Térmico ............................................................................... 49

4.3.4. Otimização do MS, TES e vazão de massa mínimo ....................................... 51

4.4. Sistema 2: CPV + CSP 2 ........................................................................................ 53

4.4.1. A planta CPV .................................................................................................. 53

4.4.2. A planta CSP 2 ............................................................................................... 54

4.5. Resultados .............................................................................................................. 55

4.5.1. Resultados das etapas das simulações ............................................................ 55

4.5.2. Comparação final entre o Sistema 1 (CSP 1) e o Sistema 2 (CPV + CSP 2) . 60

5. Conclusão e recomendações ......................................................................................... 66

8

1. Introdução

O objetivo principal deste estudo é analisar, através de simulações, o funcionamento de uma

planta solar hibridizada, com a integração entre duas tecnologias de concentração solar, uma

baseada em células fotovoltaicas e outra em ciclos termodinâmicos (CPV e CSP,

respectivamente1). Esta planta hibridizada também contará com um sistema de

armazenamento de energia térmica, para produzir perfis de potência programáveis e

controláveis, e será comparada a uma planta CSP simples também equipada com sistema de

energia térmica.

Com o desenvolvimento avançado da indústria, a energia solar térmica poderia atender até

6% das necessidades de energia do mundo em 2030 e 12% até 2050 (TESKE, SVEN, 2016).

Desde a primeira usina a ser implementada no mundo, na Califórnia na década de 1980, até

junho de 2016 registraram-se 121 projetos CSP em operação com uma potência nominal total

de 4.918 MW, que está concentrada em poucos países (SORIA, RAFAEL, 2016). Espanha e

os Estados Unidos são países referências no setor de energia solar térmica de alta potência,

responsáveis por 47% e 38% da potência CSP em operação no mundo, respectivamente

(SORIA, RAFAEL, 2016).

Para o Brasil, a pesquisa na área de CSP ainda é relativamente nova; há alguns projetos

anunciados e várias demonstrações de interesse do setor industrial e acadêmico para

desenvolver esta tecnologia, mas a tecnologia ainda não começou a ser desenvolvida

plenamente (SORIA, RAFAEL, 2016).

O Brasil apresenta uma peculiaridade que faz com que a opção de tecnologia que melhor se

adapta ao pais seja diferente daquelas usadas internacionalmente: o potencial brasileiro para

CSP concentrado na região do semiárido nordestino e a disponibilidade de biomassa de

qualidade e baixo custo desta região permitiria o desenvolvimento de um tipo de planta CSP

1 Concentrated photovoltaics and concentrated solar power.

9

híbrida a biomassa, sustentável e barata (SORIA, RAFAEL, 2016). Esta ideia é relativamente

nova no Brasil, porém bastante promissora.

No Brasil, um dos polos acadêmicos que promove pesquisas sobre a integração da tecnologia

CSP ao sistema elétrico brasileiro é o Programa de Planejamento Energético (PPE) da

COPPE/UFRJ, orientadas pelo professor Alexandre Szklo (SORIA, RAFAEL, 2017).

Algumas dessas pesquisas, usadas neste trabalho são: Malagueta (2013) e Soria (2011), que

analisaram possibilidades para a expansão participação de energia solar CSP no cenário

brasileiro, seus impactos e análise das políticas requeridas (SORIA, RAFAEL, 2017).

Por sua vez, embora o incentivo a pesquisas em células, módulos e sistemas para CPV tenha

se iniciado há décadas, a tecnologia CPV só entrou no mercado em meados dos anos 2000

(WIESENFARTH, MAIKE et al., 2017). Com um total de mais de 300 MWp de potência

instalada, um número significativo dessas instalações ocorreu entre 2011 a 2014

(WIESENFARTH, MAIKE et al., 2017). No entanto, ainda é uma tecnologia jovem e - em

comparação com painéis PV convencionais - menos competitiva no mercado de geração de

eletricidade solar (WIESENFARTH, MAIKE et al., 2017).

A primeira usina que ultrapassou o nível de 1 MW foi instalada na Espanha em 2006

(WIESENFARTH, MAIKE et al., 2017). Desde 2010, usinas CPV comerciais de mais de 1

MW também foram concluídas em outros países anualmente, com várias excedendo a

capacidade máxima de 20 MW (WIESENFARTH, MAIKE et al., 2017). As principais

regiões incluem a China, Estados Unidos, África do Sul, Itália e Espanha; sendo a China o

pais com a maior capacidade CPV, com um total de aproximadamente 170 MW

(WIESENFARTH, MAIKE et al., 2017).

Apesar da disponibilidade recente de alguns componentes padrão (para a produção em

massa), as empresas continuam a usar componentes próprios e personalizados

(WIESENFARTH, MAIKE et al., 2017). Muitos fornecedores da indústria óptica continuam

entusiasmados com a promessa da tecnologia CPV e o potencial de componentes

padronizados para ajudar a aumentar as crescentes capacidades de fabricação, no entanto

10

ainda há preocupação com a existência de um mercado estável no futuro (WIESENFARTH,

MAIKE et al., 2017).

O Brasil apresenta muitas regiões com alta incidência de radiação direta normal, favoráveis

à instalação de plantas CPV, o que possibilitaria maior desempenho dessa tecnologia

(VIANA, TRAJANO, 2010).

A ideia para este trabalho foi inspirada em estudos preliminares feitos na planta Ottana Solar

Facility, uma planta piloto ainda em construção na região da Sardenha, Itália (DEMONTIS,

V. et al., 2015). Essa instalação tem como objetivo avaliar, em condições operacionais reais,

tecnologias de energia solar concentrada (CSP) em pequena escala para conexão com a rede,

isto é, a possibilidade de implementar a tecnologia CSP em plantas com um tamanho inferior

a 5 MW (DEMONTIS, V. et al., 2015).

A tecnologia CSP é comumente usada em plantas de maior escala (pelo menos 20-50 MW),

que possuem vantagens em termos de eficiência de conversão, porém a instalação dessas

plantas apresenta barreiras devido à escassez de terras disponíveis, à modificação da

paisagem e à aceitação pública (DEMONTIS, V. et al., 2015). O uso de CSP de pequena

escala pode ser uma nova opção para a difusão desta tecnologia em muitas regiões, inclusive

do Brasil, e, quando integrada a sistemas fotovoltaicos de concentração (CPV), pode gerar

perfis programáveis de eletricidade e fornecer serviços auxiliares à rede, usando apenas o

recurso solar.

Muitos tipos de configurações para plantas solares são possíveis, inclusive a hibridização

com outras tecnologias (TESKE, SVEN, 2016). Algumas hibridizações interessantes, que

aumentam o aproveitamento do recurso solar, são: a operação conjunta das tecnologias CSP-

CPV; o desenvolvimento de tubulações para o campo solar com painéis fotovoltaicos

adaptados; e o pré-aquecimento do fluido do campo solar com simultâneo resfriamento de

painéis FV. A primeira opção – combinação da operação das tecnologias CPV e CSP se

mostrou mais atraente para esta pesquisa, por conta da instalação Ottana, em construção, e

por se tratarem de tecnologias já existentes.

11

Assim, este estudo foi dividido em 4 capítulos principais: na sequência, capítulo 2, são

apresentadas as tecnologias CSP e CPV; o capitulo 3 descreve o procedimento metodológico

e o software usado no trabalho, os dois sistemas comparados, incluindo a escolha da

localidade e tamanho da planta, e adicionalmente, apresenta as etapas das simulações; no

capitulo 4, são apresentadas as configurações dos sistemas citados anteriormente dentro do

software, assim como os resultados das simulações; o capitulo 5 inclui a conclusão e

recomendações.

2. Descrição Tecnológica

Neste estudo, será analisada a possibilidade de um sistema híbrido CSP-CPV. Neste capitulo,

as duas opções tecnológicas serão brevemente descritas.

2.1. Tecnologia CSP

As plantas CSP2 baseiam-se no princípio das máquinas térmicas, ou seja, em conceitos

básicos de ciclos termodinâmicos.

Um sistema de espelhos é responsável por direcionar e concentrar a radiação solar nos

receptores. Através do fluido de troca de calor, HTF3, os receptores transportam calor para

um ciclo de geração de eletricidade. A energia térmica coletada durante o dia também pode

ser armazenada sob a forma de calor sensível, calor latente ou energia química, em diferentes

2 Sigla para Energia Solar Concentrada (do inglês Concentrated Solar Power). 3 Fluido de Troca de Calor (do inglês Heat Thermal Fluid)

12

meios como sais fundidos, cerâmicos, concreto, óleos sintéticos ou PCM4 (GIL, ANTONI et

al., 2009).

Os principais elementos de uma planta solar podem ser divididos em 3 blocos: o campo solar,

composto por coletores e receptores (ver figura 1), o fluido HTF e bomba desse fluido; o

sistema de armazenamento térmico e o bloco de potência. Muitos tipos de combinações com

esses elementos são possíveis, inclusive a hibridização com outras tecnologias, como é o caso

proposto por esse trabalho (TESKE, SVEN, 2016).

Os três blocos funcionam integrados em uma planta (ver figura 2). O campo solar se

comunica com o bloco de geração de potência, cedendo calor para a produção energia

elétrica, e também com o sistema de armazenamento, cedendo calor para o seu carregamento.

Na ausência de radiação solar, o fluido HTF do campo solar descarrega o sistema de

armazenamento, passando a ser aquecido por ele, e mantém o fornecimento de energia para

o bloco de potência (WAGNER, MICHAEL, 2011).

4 Do inglês phase-change material, é uma substancia com alto calor de fusão, que é capaz de

armazenar e liberar grandes quantidades de energia quando o material muda de solido para liquido e

vice-e-versa (SORIA, RAFAEL ANDRÉS, 2011).

Figura 1 – Representação de um conjunto solar, formado por um coletor para refletir a radiação, e

um receptor para absorver e transporta calor.

Fonte: WAGNER, MICHAEL (2011), traduzido do inglês.

13

Nas próximas seções serão detalhados cada um desses blocos.

2.1.1. O Múltiplo Solar

O Múltiplo Solar (MS) é a proporção da área do campo solar construído em relação à área

do campo solar necessário para operar o bloco de potência quando a irradiação solar está no

seu máximo (INTERNATIONAL ENERGY AGENCY, 2010).

O valor MS igual a 1 é definido como a área de coletores necessária para operar o bloco de

potência a 100% da carga em caso de irradiação máxima (MALAGUETA, DIEGO, 2013).

No entanto a irradiação solar varia a cada dia, e em geral, aumentar a área do campo solar

aumenta a produção de energia (SAM/NREL, 2017). No entanto, quando existe recurso solar

suficiente, uma área muito grande irá absorver mais energia térmica do que o bloco de

potência necessita (SAM/NREL, 2017). Além disso, à medida que o tamanho do campo solar

aumenta além de um determinado ponto, a maior instalação e os custos operacionais superam

o benefício da maior produção de eletricidade (SAM/NREL, 2017).

Figura 2 – Blocos principais de uma planta solar

Fonte: INTERNATIONAL ENERGY AGENCY (2010), traduzido do inglês.

14

Logo, uma área ideal de campo solar maximiza o período em um ano em que o campo gera

energia térmica suficiente para atender o bloco de energia elétrica na sua capacidade

instalada, e minimiza os custos de instalação e operação (SAM/NREL, 2017).

2.1.2. Campo Solar

O campo solar é a porção coletora de energia térmica da planta (WAGNER, MICHAEL, 2011).

Atualmente existem quatro tipos principais de configurações para plantas CSP, que podem

ser classificadas de acordo com o tipo de coletor e tipo de receptor (ver figura 3).

Das quatro configurações apresentadas acima, a do tipo Fresnel Linear (LFR) foi escolhida

para este estudo.

O sistema LFR consiste em séries paralelas de longos espelhos planos, ou levemente

curvados. Cada série de espelhos pode ser inclinada em um ângulo especifico, de maneira a

refletir e concentrar a radiação solar no receptor fixo, que fica alguns metros acima dos

espelhos. O receptor, tubo revestido de material absorvente, pode, ou não, estar associado a

Figura 3 – Tabela com as quatro principais tecnologias CSP

Fonte: INTERNATIONAL ENERGY AGENCY (2010), traduzido do inglês e adaptado pelo autor.

15

um coletor secundário, que garante que todos os raios refletidos pelos espelhos primários

atinjam o receptor (IRENA, 2012).

Apesar de já estar disponível no mercado, a entrada da tecnologia LFR ainda é recente e seu

uso tem sido limitado a projetos de pequeno porte (TESKE, SVEN, 2016).

Sob o critério econômico, os espelhos representam grande parte do custo de capital total da

planta CSP (MALAGUETA, DIEGO, 2013). Portanto, o uso de espelhos quase planos,

baratos e produzidos em massa, torna o investimento por metro quadrado dessa tecnologia

mais competitivo, comparado com o das demais (TESKE, SVEN, 2016).

Plantas LFR apresentam baixas eficiências ótica e térmica, porém os defensores do caso

linear-Fresnel argumentam que essas desvantagens são superadas pela simplicidade da planta

e, consequentemente, custos de operação e manutenção reduzidos (LOVEGROVE, KEITH,

2011).

Figura 4 – Esquematização de refletores Fresnel linear com refletor secundário

Fonte: ROBERT, M. (2012), traduzido do inglês.

16

Atualmente existem duas formas principais de produzir vapor em plantas LFR: a produção

direta de vapor (DSG5), e o uso de um fluido de transferência de calor, do inglês heat termal

fluid (HTF), geralmente sal fundido (MORIN, G. et al., 2015). No primeiro caso, o vapor é

gerado diretamente no campo solar sem qualquer trocador de calor no meio (GÜNTHER ,

MATTHIAS, 2011). O segundo caso, além do sal fundido, o sistema também necessita de

trocadores de calor para produção de vapor no ciclo de geração de potência (TESKE, SVEN,

2016).

A produção direta de vapor permite o alcance de temperaturas mais altas, porém não é tão

adequado à instalação de armazenamento térmico (GÜNTHER , MATTHIAS, 2011). O uso

de um fluido HTF e trocadores de calor, oferece armazenamento térmico e redução no custo

nivelado da energia (GÜNTHER , MATTHIAS, 2011).

2.1.3. Armazenamento Térmico

Uma das características que tornam as plantas CSP mais atraentes em relação às demais

fontes de energia limpa é a despachabilidade (TESKE, SVEN, 2016). De fato, a presença do

armazenamento térmico e de um sistema de backup6, permite a geração de energia elétrica

de forma controlada, mesmo na ausência do recurso solar (INTERNATIONAL ENERGY

AGENCY, 2010). Desse modo, plantas CSP podem atuar como plantas de base ou como

apoio para outras plantas durante variações na demanda e em momentos de pico (ver figura

5) (INTERNATIONAL ENERGY AGENCY, 2010).

5 Do inglês, Direct Steam Generation

6 O sistema de backup é um queimador auxiliar, que fornece calor adicional ao HTF após passagem

nos coletores e antes de ir para o bloco de potência para gerar vapor (MALAGUETA, DIEGO,

2013). Geralmente é uma caldeira auxiliar, que utiliza combustível fóssil para complementar o calor

gerado nos coletores (SORIA, RAFAEL, 2011).

17

(a)

(b)

O sistema de armazenamento térmico não pode, no entanto, suprir o papel do sistema de

backup para os dias nos quais a irradiação direta não é suficiente para operar o campo solar

CSP (SORIA, RAFAEL, 2011).

Plantas solares CSP, em geral, apresentam um campo solar maior do que a produção de

energia elétrica instalada exige (possuem um múltiplo solar, MS, maior do que um)

(INTERNATIONAL ENERGY AGENCY, 2010). Logo, quando as radiações solares estão

no seu máximo, o campo solar é capaz de absorver mais energia térmica do que a turbina

necessita (INTERNATIONAL ENERGY AGENCY, 2010). O excesso de energia é desviado

para o sistema de termo acumulação, permitindo que plantas CSP continuem gerando

eletricidade mesmo com a ausência do sol, nas últimas horas do dia (ver figura 6)

(INTERNATIONAL ENERGY AGENCY, 2010).

Figura 5 – Dois casos de uso das plantas CSP: (a) Como planta de base, produzindo energia 24/7;

(b) Atendendo apenas horários de pico.

Fonte: TESKE, SVEN (2016), traduzido do inglês.

18

Existem dois tipos principais de armazenamento, sistemas de acumulação sensível e sistemas

de acumulação latente. O calor sensível está associado a mudanças de temperatura, à medida

que o meio de estocagem absorver ou libera calor. Já o calor latente está associado à mudança

de fase da substância. Adicionalmente, existe a possibilidade de armazenar energia térmica

através de reações químicas endotérmicas reversíveis (GIL, ANTONI et al., 2009), no

entanto ainda não existem plantas comerciais que utilizem esse tipo de armazenamento

(TESKE, SVEN, 2016).

Os sistemas de estocagem também podem ser classificados como ativos, quando o meio de

armazenamento é forçado a passar por um trocador de calor, ou passivo, quando o fluido do

campo solar passa pelo meio de armazenamento durante a carga e descarga. Caso o fluido

dos sistemas passivos seja o mesmo do campo solar, ele é classificado como direto, e caso

seja usado outro fluido para o armazenamento, é chamado de indireto (GIL, ANTONI et al.,

2009).

Figura 6 – Esquema de planta solar com termo acumulação e backup.

Fonte: GIL, ANTONI et al. (2009), traduzido do inglês.

19

O melhor arranjo para armazenamento de energia térmica é com o uso de dois tanques, um a

baixa temperatura e outro a alta temperatura (ver figura 8) (MALAGUETA, DIEGO, 2013),

embora existam outras formas de compor um sistema híbrido solar (SORIA, RAFAEL,

2011). Quando parte do calor é transferida para um fluido de armazenamento (em geral sal

fundido) em um trocador de calor, o fluido do tanque mais frio é aquecido e conduzido ao

tanque mais quente (MALAGUETA, DIEGO, 2013). Quando requisitado, o fluido quente do

tanque de armazenamento pode ser reconduzido ao trocador de calor, para desta vez transferir

calor ao sistema de geração de eletricidade (MALAGUETA, DIEGO, 2013).

Figura 7 – Esquema de planta solar com termo acumulação e hibridização

Fonte: GIL, ANTONI et al. (2009), traduzido do inglês.

Figura 8 – Sistema solar de geração de eletricidade com armazenamento e opção de queimador

auxiliar

Fonte: WAGNER, MICHAEL (2011), traduzido do inglês.

20

Estudos mostram que além de aumentar o fator de capacidade, FC7, a termo acumulação

reduz o custo nivelado da energia (TESKE, SVEN, 2016). Adicionalmente, quando o meio

de armazenamento é igual ao fluido HTF do campo solar, as perdas energéticas na troca de

calor são limitadas à 2% (TESKE, SVEN, 2016).

2.1.4. Bloco de Geração de Energia Elétrica

A maioria dos sistemas comerciais CSP utiliza turbinas a vapor, através de um ciclo Rankine,

apesar de muitos outros ciclos também serem possíveis (WAGNER, MICHAEL, 2011).

Um ciclo termodinâmico é caracterizado por uma série de processos que formam um ciclo

fechado, onde os estados final e inicial coincidem (FRANKLIN, ERICK, 2017).

Todos estes ciclos têm um princípio de funcionamento em comum: o calor que flui de um

reservatório quente para um frio pode ser usado para gerar energia mecânica (WAGNER,

MICHAEL, 2011).

7 O FC de uma estação de geração de energia elétrica é a proporção entre a produção efetiva da

usina em um período de tempo e a capacidade total máxima neste mesmo período.

Figura 9 – Esquema de uma máquina térmica

Fonte: FERRARO, NICOLAU (2017).

21

No ciclo Rankine, o reservatório quente fornece calor ao ciclo, usando como meio a água.

Para plantas CSP, a fonte de calor principal é o campo solar, mas em outras tecnologias pode

ser uma caldeira a carvão ou um reator nuclear. O reservatório frio pode ser um fluxo de

água, um sistema de evaporação ou ar ambiente (WAGNER, MICHAEL, 2011). O esquema

abaixo ilustra o funcionamento de um ciclo Rankine Simples em uma planta solar.

O ciclo Rankine é composto de 4 processos internamente reversíveis:

Figura 10 – Diagrama simplificado do ciclo Rankine. O calor é adicionado ao ciclo pelo campo solar

através de um trocador de calor. O calor é removido do sistema através de uma torre de resfriamento.

Fonte: WAGNER, MICHAEL (2011).

Figura 11 – Etapas: 1-2: : Compressão adiabática reversível; 2-3: Fornecimento de calor à T

constante; 3-4: Expansão adiabática reversível; 4-1: Rejeição de Calor à Temperatura constante.

Fonte: STINE, WILLIAM (2001), traduzido do inglês e adaptado pelo autor.

22

Supondo um volume de controle em regime permanente, com uma vazão de entrada e uma

de saída, e variações de energia cinética e potencial desprezíveis, a 1a Lei da Termodinâmica

pode ser escrita da seguinte maneira:

�̇� − �̇� = �̇� (ℎ𝑠 − ℎ𝑒)

Mantendo as mesmas suposições para o ciclo Rankine, o balanço de energia de cada

equipamento:

Turbina: |𝑤𝑇| = ℎ3 − ℎ4

Condensador: |𝑞𝑙| = ℎ4 − ℎ1

Evaporador: 𝑞ℎ = ℎ3 − ℎ2

Bomba: 𝑤𝐵 = ℎ2 − ℎ1

Sendo 𝑤𝑇, 𝑞𝑙, 𝑞ℎ e 𝑤𝐵 as unidades específicas.

Para o ciclo termodinâmico de uma máquina, a partir da a 1a Lei da Termodinâmica, pode-

se concluir que o calor liquido transferido é positivo e igual ao trabalho realizado durante o

ciclo (FUNDAMENTOS DA TERMODINAMICA, 2009):

𝑊 = 𝑄ℎ − 𝑄𝑙

Então, o trabalho líquido para o ciclo Rankine Simples:

𝑤𝑙𝑖𝑞 = 𝑞ℎ − 𝑞𝑙 = (ℎ3 − ℎ2) − (ℎ4 − ℎ1)

O ciclo avaliado por esse trabalho foi o ciclo Rankine Regenerativo, que além das etapas

termodinâmicas de um ciclo Rankine Simples - evaporação, expansão, condensação e

compressão, inclui também o reaquecimento do fluido, através de um regenerador de mistura

(RM).

23

A inclusão do novo equipamento leva a um novo ciclo termodinâmico:

Para completar o ciclo é necessário adicionar o balanço de energia para o novo equipamento.

Supondo que o regenerador de mistura seja adiabático, a 1a Lei para o regenerador de mistura

pode ser escrita da seguinte maneira:

�̇� − �̇� = ∑ �̇�ℎ

∑ �̇�ℎ = 0

Figura 13 – Gráfico TS para o ciclo Rankine Regenerativo

Fonte: EASTOP, T.D. (1993), WAGNER, MICHAEL (2011), adaptado pelo autor.

Figura 12 – Ciclo Rankine Regenerativo.

Fonte: ÇENGEL, YUNUS et el. (2006), adaptado pelo autor.

24

Logo, o balanço de massa no regenerador de mistura:

(1 − 𝑦)�̇�ℎ4 + 𝑦�̇�ℎ2′ = �̇�ℎ5

(1 − 𝑦)ℎ4 + 𝑦ℎ2′ = ℎ5

𝑦 =ℎ5 − ℎ4ℎ2′ − ℎ4

Os balanços de energia de cada equipamento tornam-se, assim:

Turbina: |𝑤𝑇| = (1 − 𝑦)(ℎ2′ − ℎ2) + (ℎ1 − ℎ2′)

Condensador: |𝑞𝑙| = (1 − 𝑦)(ℎ2 − ℎ3)

Evaporador: 𝑞ℎ = ℎ1 − ℎ6

Bomba: 𝑤𝐵 = (1 − 𝑦)(ℎ4 − ℎ3) + (ℎ6 − ℎ5)

Dessa forma, o trabalho liquido do ciclo:

𝑤𝑙𝑖𝑞 = 𝑞ℎ − 𝑞𝑙 = (ℎ1 − ℎ6) − (1 − 𝑦)(ℎ2 − ℎ3)

2.2. Tecnologia CPV

O princípio de funcionamento de plantas CPV8 é o uso de concentradores óticos que reduzem

a área das células solares, permitindo o uso de células mais caras e de alta eficiência e

potencialmente um custo de eletricidade (LCOE) competitivo com a tecnologia PV em

regiões com alta irradiação direta normal (DNI) (WIESENFARTH, MAIKE et al., 2017).

A maioria das plantas CPV emprega lentes primárias de Fresnel (ver figura 14), com foco

pontual, para concentrar a radiação solar, embora também sejam possíveis outras alternativas,

como espelhos concentradores (WIESENFARTH, MAIKE et al., 2017).

8 Do inglês, Concentrated Photovoltaic.

25

Nas células fotovoltaicas ocorre o efeito fotovoltaico, responsável pela conversão direta de

energia luminosa em energia elétrica. Neste caso, camadas sobrepostas de semicondutores,

sob a influência da luz, liberam cargas livres positivas e negativas, que são escoadas através

de um condutor (PINHO, JOÃO, 2014).

Por sua vez, as células solares utilizadas em plantas CPV são do tipo de multi-junção (ver

figura 15), que consistem em várias células fotovoltaicas empilhadas uma sobre a outra

(SUNCORE, 2017). Cada uma dessas células solares percebe uma faixa de comprimento de

onda específico da luz solar, para maximizar a eficiência de conversão da luz em eletricidade

(SUNCORE, 2017). Assim, a conversão de um espectro solar mais amplo em eletricidade

aumenta a eficiência das células solares (SUNCORE, 2017) – ou reduz a necessidade de

grandes áreas de captação da luz solar.

Figura 14 – Representação de uma célula solar com concentrador Fresnel.

Fonte: GREEN RHINO ENERGY LTD (2013), traduzida do inglês, adaptado pelo autor.

26

A tecnologia CPV é de grande interesse para a geração de energia elétrica em regiões com

níveis de Irradiação Normal Direta (DNI) superiores a 2000 kWh/(m²a) (WIESENFARTH,

MAIKE et al., 2017), uma vez que apenas esse tipo radiação solar pode ser aproveitada pelas

células multi-junção.

A alta eficiência é um dos principais fatores para tornar a tecnologia CPV mais competitiva

em termos de custos em relação à opção tradicional fotovoltaica (sem concentração). Assim,

a maior parte dos esforços em pesquisa visa aumentar a eficiência em todos os níveis do

projeto, da célula ao módulo, e ao sistema (WIESENFARTH, MAIKE et al., 2017).

Concluída a descrição das tecnologias que serão simuladas neste estudo, o próximo capítulo

apresenta a metodologia de simulação desta pesquisa.

Figura 15 – Representação de uma célula solar multi junção.

Fonte: SOLAR JUNCTION CORPORATION (2016), UMICORE (2016), adaptado pelo autor.

27

3. Metodologia

Este capítulo diz respeito à metodologia das simulações. Na primeira seção é apresentado

um fluxograma com a visão geral do trabalho; em seguida, o software SAM, importante

ferramenta para as simulações, é descrito; na seção seguinte, é, então, detalhada a escolha

do critério de comparação entre os sistemas que serão simulados neste trabalho; e, na

sequência, são apresentados os sistemas propostos. Por fim, são detalhas as etapas das

simulações que conduziram aos resultados finais.

3.1. Procedimento metodológico

O fluxograma acima descreve o procedimento metodológico adotado no estudo, incluindo

passos qualitativos (definição e seleção do critério de comparação entre os sistemas) e passos

quantitativos (simulação dos sistemas e análise dos resultados).

Usando a ferramenta de simulação System Advisor Model (SAM), descrito a seguir, foram

avaliadas duas opções de plantas solares, para comparar a produção anual de energia elétrica

e a capacidade de armazenamento (em horas).

3.2. SAM (System Advisor Model)

O SAM é um software desenvolvido pelo National Renewable Energy Laboratory (NREL),

um laboratório do Departamento de Energia dos Estados Unidos (DOE), com mais de 35

anos de experiência em eficiência energética e energias renováveis (MALAGUETA,

DIEGO, 2013).

Figura 16 – Fluxograma com as etapas do procedimento metodológico

28

Inicialmente o SAM foi desenvolvido pelo NREL em parceria com o Sandia National

Laboratories9, em 2005, para análise de oportunidades de melhorias da tecnologia solar

dentro de um projeto do DOE, apenas para uso interno (SAM/NREL, 2014).

A primeira versão pública foi lançada em agosto de 2007, e permitia a análise apenas de

sistemas fotovoltaicos e sistemas de concentradores parabólicos, na mesma plataforma de

modelagem. Mais tarde, novas tecnologias renováveis, solares e não-solares, foram

adicionadas ao software, e desde o seu lançamento para o público, mais de 35.000 pessoas

representando fabricantes, desenvolvedores de projetos, pesquisadores acadêmicos e

legisladores baixaram o software (SAM/NREL, 2014).

O DOE, NREL e Sandia ainda usam o modelo para planejamento de programas e programas

de concessão. Além disso, fabricantes usam o modelo para avaliar melhorias de eficiência ou

redução de custos em seus produtos sobre o custo da energia dos sistemas instalados;

desenvolvedores de projetos usam o SAM para avaliar diferentes configurações do sistema

para maximizar os ganhos com as vendas de eletricidade, e legisladores e designers usam o

modelo para experimentar diferentes estruturas de incentivo (SAM/NREL, 2014).

O SAM é um modelo financeiro e de desempenho. O modelo financeiro calcula o fluxo de

caixa anual durante o período desejado de acordo com as condições de custo e financiamento

do projeto. O modelo de desempenho calcula a operação e a geração elétrica de um ano típico

em intervalos de uma hora, para um local pré-definido (MALAGUETA, DIEGO, 2013).

Dentro do modelo de desempenho, para a parte dos cálculos, o SAM utiliza o software

TRNSYS, desenvolvido pela Universidade de Wisconsin, que consiste em um programa de

9 Laboratório particular também localizado nos Estados Unidos, espalhado por vários estados como

Califórnia, Novo México, Havaí, entre outros. Atua como empreiteiro do U.S. Department of

Energy’s National Nuclear Security Administration (NNSA) do Departamento de Energia dos EUA

e apoia inúmeras agências, empresas e organizações do governo americano federal, estadual e local.

29

simulação de série temporal que simula operações horárias de plantas CPV, CSP,

aquecimento de água e outras fontes renováveis (MALAGUETA, DIEGO, 2013).

O primeiro passo para se iniciar um projeto utilizando o SAM é escolher o tipo de tecnologia

e o modelo financeiro desejados. Adicionalmente, o SAM requer um arquivo com dados

climatológicos em base horária, que pode ser um arquivo escolhido dentro do próprio SAM,

baixado da internet ou criado pelo usuário com dados particulares, nos seguintes formatos:

TMY3 (extensão .csv), TMY2 (.tm2) ou EPW (.epw) (MALAGUETA, DIEGO, 2013). As

variáveis de entrada são automaticamente preenchidas pelo SAM com valores padrão, porém

é responsabilidade do usuário alterar os valores de acordo com as suas necessidades,

lançando mão da sua habilidade como analista (SAM/NREL, 2010).

Algumas das plantas que podem ser modeladas no SAM são: CPV (placas planas e de

concentração), eólica, de combustão por biomassa, geotérmica e de aquecimento de água.

Dentro de cada modelo de planta há subopções tecnológicas, que, no caso de CSP, permite

modelar plantas de cilindro-parabólico, torre central, Fresnel e disco-parabólico

(SAM/NREL, 2010).

O SAM também conta funções de otimização, úteis para chegar aos valores ideais no

desenho. Esses valores incluem: o custo nivelado da energia (LCOE); o tempo de retorno do

investimento; a geração de energia elétrica e térmica anual; os custos de capital; os custos de

O&M; a superfície de terra; o consumo anual de água, entre outros (SORIA, RAFAEL,

2011).

Os principais parâmetros calculados pelo SAM, para este estudo, são o custo nivelado de

energia (LCOE) e a geração de energia elétrica anual, que servem de base para a comparação

entre os dois sistemas propostos.

30

3.3. Critério de Comparação

Neste trabalho duas plantas são descritas e comparadas: a primeira, de referência, uma planta

CSP 1 com termo acumulação (TES10 1) otimizada pelo SAM, conforme critério de

minimização de custo nivelado (que ainda será descrito neste documento); e a segunda,

alternativa, sendo composta por um sistema fotovoltaico de concentração (CPV) em operação

conjunta com uma planta CSP 2, com TES 2.

Os dois sistemas foram simulados para uma mesma produção de energia elétrica, tanto em

base anual como em base horária. Dessa maneira, os dois casos puderam ser comparados (ver

figura 17).

O critério de comparação escolhido foi a quantidade de horas de TES em cada uma das

plantas, e adicionalmente, foi feita a análise do custo nivelado de energia. Ou, em outras

palavras, os dois sistemas foram comparados para uma geração de eletricidade equivalente,

10 Sigla para termoacumulação (do inglês, Thermal Energy Storage).

Figura 17 – Gráfico ilustrando a comparação entre os dois sistemas.

Fonte: Elaboração própria.

31

anual e horária, de forma a averiguar se a introdução do CPV no Sistema 2, ao reduzir a

necessidade de termoacumulação e mudar o padrão de operação da CSP 2, foi vantajoso.

O custo nivelado de energia é a proporção entre os custos totais ao longo da vida econômica

da planta e geração esperada, em termos de valor presente equivalente (MALAGUETA,

DIEGO, 2013).

Por definição, o custo anual de um projeto 𝐶𝑡, no ano 𝑡, é o produto do custo nivelado da

energia (LCOE) e a quantidade de eletricidade gerada pelo sistema naquele ano, 𝑄𝑡

(SAM/NREL, 2017):

Ct = Qt × LCOE

Tendo em consideração o valor do dinheiro no tempo, o custo do capital é nivelado conforme

a fórmula do fator de valor atual, a uma taxa de desconto fixa (que reflete o custo médio do

capital); os custos de operação e manutenção entram anualmente na fórmula. Para análise do

ciclo de vida do projeto, período 𝑛, o LCOE é calculado da seguinte maneira (TAYLOR,

MICHAEL, 2014):

𝐿𝐶𝑂𝐸 =∑

𝐼𝑡 + 𝑀𝑡(1 + 𝑟)𝑡

𝑛𝑡=1

∑𝐸𝑡

(1 + 𝑟)𝑡𝑁𝑡=1

Sendo: 𝐿𝐶𝑂𝐸 = custo nivelado de energia ao longo do tempo de vida da planta;

𝐼𝑡 = custos de investimento para o ano 𝑡;

𝑀𝑡 = custos de manutenção e operação para o ano 𝑡;

𝐸𝑡 = geração de eletricidade para o ano 𝑡;

𝑟 = taxa de desconto;

𝑛 = tempo de vida da planta.

O LCOE é o preço da eletricidade necessária para que, em um projeto, as receitas sejam

equivalentes aos custos. Assim, um preço da eletricidade acima do LCOE resultaria em um

maior retorno sobre o capital, enquanto um preço abaixo levaria a um menor retorno sobre o

capital, ou mesmo uma perda (IRENA, 2015).

32

Embora diferentes medidas de custo sejam úteis em diversas situações, o LCOE é uma

medida amplamente utilizada para avaliar o desempenho econômico das tecnologias de

energia renovável (IRENA, 2015).

3.4. Definição dos Sistemas

A seguir serão apresentados os sistemas propostos e justificadas as escolhas da localidade e

tamanho da planta.

3.4.1. Escolha da localidade

Conforme explicitado no capítulo 2, para a produção de energia elétrica a partir da energia

solar, sistemas CSP e CPV precisam de alta exposição à radiação solar. Regiões com

potencial para instalação desses sistemas devem apresentar, em geral, um valor anual de

irradiação solar direta normal (DNI)11 de 2.000 kWh/m2 ou mais (TESKE, SVEN, 2016).

Usa-se esse critério heurístico principalmente quando se trabalha com Ciclo Rankine

convencional. No entanto é possível instalar sistemas solares em lugares com DNI menor do

que 2000 kWh/m2, como, por exemplo, na região da Sardenha, Itália, onde foi instalada a

Ottana Solar Facility, uma usina solar com capacidade de 1,2 MW (DEMONTIS, V. et al.,

2015).

Existem outros critérios para determinação do potencial CSP/CPV de cada região além da

DNI como: requerimentos de superfície mínima de terra; disponibilidade de água;

declividade do terreno; presença de áreas naturais protegidas e proximidade às linhas de

transmissão; outras restrições (SORIA, RAFAEL ANDRÉS, 2011). No entanto, a

disponibilidade de DNI pode ser utilizada como uma restrição inicial, e nesse trabalho será o

critério para escolha da localidade.

11 Porção da radiação solar, chamada de irradiação solar direta normal (DNI), que chega à superfície

terrestre em feixes paralelos, sem ser refletida ou absorvida por partículas do ar, poeira ou nuvens.

33

A fonte usada para obtenção de dados de irradiação solar no Brasil foi o mapa do National

Solar Radiation Database (NSRDB), um banco de dados do National Renewable Energy

Laboratory (NREL). O mapa do NSRDB apresenta dados apenas das regiões brasileiras

norte e nordeste, e partes das regiões centro-oeste e sudeste.

As localizações com os melhores índices de irradiação, disponíveis no mapa, se encontram

no Nordeste.

Além da DNI, outros dados climatológicos são necessários para rodar a simulação dos

Sistemas 1 e 2 no software. Alguns exemplos desses dados são: pressão atmosférica;

temperatura do ponto de orvalho; temperatura de bulbo seco; temperatura de bulbo úmido;

umidade relativa do ar; radiação global horizontal; hora do dia; latitude; longitude; altitude e

velocidade do vento. A única cidade com DNI acima de 2.000 kWh/m2 e com dados

detalhados disponíveis é Bom Jesus da Lapa, que fica na Bahia (MALAGUETA, DIEGO

CUNHA, 2013). Propõe-se, então, como cidade escolhida para este estudo, Bom Jesus da

Lapa.

Figura 18 – Mapa com Irradiação solar direta (DNI) em kWh/m2/dia

Fonte: NREL (2016), adaptado pelo autor.

34

3.4.2. Seleção do tamanho da Planta

A inspiração para este trabalho veio de estudos realizados na planta-piloto Ottana Solar

Facility (DEMONTIS, V. et al., 2015), localizada na região da Sardenha, Itália, que possui

1,2 MW de capacidade instalada, sendo 400 kW de um sistema CPV, operando em conjunto

com uma planta CSP de 630 kW. A Ottana Solar Facility conta com uma termo-acumulação

de 5 horas e também com armazenamento elétrico, uma bateria NaNiCl com capacidade

máxima de 300 kWp e base de 150 kW (DEMONTIS, V. et al., 2015).

Assim como na planta piloto de Sardenha, e com o objetivo de explorar o potencial de plantas

de pequeno porte – tamanhos menores que 5 MW, assume-se o valor de 1,2 MW para a

capacidade instalada de cada uma das plantas descritas nesse estudo. Logo, faz parte do

primeiro caso (Sistema 1), uma planta CSP de 1,2 MW, e do segundo caso (Sistema 2), um

sistema CPV de 1,2 MW operando em conjunto com uma planta CSP de 1,2 MW.

3.4.3. Sistema 1: Planta CSP 1 simples com armazenamento térmico

A planta CSP 1 possui um campo solar com a tecnologia Fresnel Linear (LFR) e utiliza um

bloco de potência baseado no ciclo Rankine Regenerativo, descrito no capítulo 2. O fluido

de transferência de calor – HTF, da planta é o Hitec Solar Salt, sal de nitrato fundido.

A energia térmica é armazenada na forma de calor sensível, através de um sistema de

armazenamento com um par de tanques frio e quente. O meio de armazenamento é o mesmo

do campo solar, Hitec Solar salt, e, assim, o sistema é do tipo ativo direto. Sua capacidade

será definida conforme a otimização da planta visando o menor LCOE.

O sistema de despacho da energia do SAM permite a criação de até 9 períodos diferentes ao

longo das horas e meses, dias de semana ou fim de semana (MALAGUETA, DIEGO, 2013).

Caso nenhum desses períodos sejam especificados, o SAM usa sua própria lógica de controle

para selecionar os modos de operação. Nessa planta, o sistema de despacho não foi

especificado, pois não se priorizou, na planta base, um modo de despacho. Ao contrário,

35

conforme antes afirmado, buscou-se otimizar a operação da planta de forma a dimensioná-la

para gerar eletricidade ao menor custo nivelado.

3.4.4. Sistema 2: CPV e CSP 2 em operação conjunta

A planta CPV foi desenhada para operar em conjunto com uma planta CSP 2 com

armazenamento térmico.

Buscou-se, para a planta CSP 2, uma capacidade de TES capaz de garantir um sistema híbrido

similar em base anual e horária ao Sistema 1, que está apenas baseado na CSP 1 com TES 1

– isto é, a planta CSP2 deverá possuir uma TES 2 menor do que o da planta CSP 1, devido à

hibridização com CPV.

As duas plantas operando em conjunto possuem uma capacidade instalada de 2,4 MW: 1,2

MW da planta CSP 2 e 1,2 MW da planta CPV.

Assim, a planta CSP 2 apresenta as mesmas características do sistema anterior, com a

exceção do tamanho do TES e do sistema de despacho: refletores solar do tipo linear Fresnel;

Hitec Solar Salt como fluido HTF; ciclo Rankine Regenerativo para o bloco de potência;

sistema de armazenamento com um par de tanques, e como meio de armazenamento também

o Hitec Solar Salt.

O tamanho do TES para a planta CSP 2 será apresentado na próxima seção, como resultado

das etapas de simulação.

O SAM permite que o usuário controle o sistema de operação (despacho) da planta com a

configuração de até nove períodos de despacho diferentes, que podem ser distribuídos ao

longo das horas de cada mês, e também permite uma distribuição separada para o fim de

semana (ver figura 19).

Na próxima seção serão detalhados os quatro parâmetros que fazem parte da configuração

do despacho. Usaram-se os intervalos de despacho da ferramenta SAM, neste estudo,

exatamente para permitir que a CSP 2 operasse de forma a complementar a CPV no Sistema

36

2, fazendo com que este sistema produzisse em base horária energia elétrica similar à do

sistema 1.

A configuração final do Sistema 2 será apresentada na próxima seção como resultado das

etapas de simulação.

Figura 19 – Print screen da tela de controle de despacho do SAM.

Fonte: SAM/NREL (2017), adaptado pelo autor.

37

3.5. Etapas das simulações

Finalmente, a figura 20 apresenta o procedimento metodológico elaborado e aplicado neste

estudo. No próximo capítulo, os resultados intermediários e finais do estudo de caso serão

descritos. A própria seleção do estudo de caso para uma localidade brasileira será parte deste

capítulo.

Figura 20 – Fluxograma das etapas das simulações.

Fonte: Elaboração própria.

38

4. Estudo de Caso

Além da escolha da localidade e do tamanho da planta, para fazer simulações no SAM é

necessário configurar também outros parâmetros. Nesta seção serão apresentados e

justificados os valores para os parâmetros de simulação adotados nesta pesquisa.

4.1. Dados meteorológicos

Os dados climatológicos influenciam no desenho, na operação e no desempenho de uma

planta solar CSP (SORIA, RAFAEL, 2011). Como explicado anteriormente, o SAM permite

que sejam usadas diferentes bibliotecas, nos seguintes formatos SAM CSV, SRW (.srw),

TMY3 (extensão .csv), TMY2 (.tm2) ou EPW (.epw). Neste estudo foi usada a biblioteca do

próprio SAM (SWERA12), e abaixo são apresentados os dados necessários para modelagem

no SAM:

Tabela 1 – Dados meteorológicos de Bom Jesus da Lapa:

12 A SWERA reúne conjuntos de dados de recursos de energia solar e eólica e ferramentas de

análise de várias organizações internacionais em um ambiente dinâmico, destinado a usuários

(OPENEI, 2015). O INEP (Instituto Nacional de Estudos e Pesquisas Educacionais) é uma dessas

organizações.

Fonte: Elaboração própria, baseado em dados do SAM 2017.1.17.

39

4.2. Parâmetros da Modelagem Financeira

O primeiro passo para modelagem no SAM, uma vez decidida a tecnologia, é escolher a

modelagem financeira.

Existem quatro tipos de modelos financeiros pré-definidos na ferramenta, nos moldes do

mercado elétrico dos EUA: residencial; comercial, para instalações comerciais que são

consumidoras e geradoras ao mesmo tempo e auferem benefícios fiscais; plantas geradores

de energia elétrica com tarifa negociada pelo PPA13; ou produtores independentes de energia

(MALAGUETA, DIEGO, 2013/SAM/NREL, 2010).

O modelo escolhido, tanto para CSP 1 como para CPV + CSP 2, foi o PPA. O modelo PPA

possui outras subdivisões, baseadas na realidade do setor elétrico norte-americano, e o

escolhido foi o PPA com único dono (Single Owner), que é a versão que mais se aproxima

do caso brasileiro, baseado em produtores independentes que buscam contratações nos leiloes

de expansão da geração elétrica (MALAGUETA, DIEGO, 2013).

Os parâmetros financeiros importantes para este estudo são:

Tabela 2

Período de análise (período no qual é feita a

avaliação do fluxo de caixa da planta) 25 anos

Taxa de inflação 2,5 %/ano

Taxa real de desconto 5,5 %/ano

Além do modelo financeiro escolhido, o usuário deve selecionar o método pelo qual vai ser

calculado o fluxo de caixa. Existem duas possibilidades:

13 Contrato de compra de energia, do inglês Power Purchase Agreement.

Fonte: Elaboração própria, baseada em dados do SAM 2017.1.17.

40

Determinação da Taxa Interna de Retorno (TIR): a partir do valor da TIR, obtém-se

o preço da tarifa que paga o investimento a essa taxa durante o período de análise,

pré-definido (MALAGUETA, DIEGO, 2013).

Determinação do preço de venda: esse é o método inverso, nele é informado ao

sistema o preço de venda (da energia) no primeiro ano e obtém-se a taxa interna de

retorno que planta oferece (MALAGUETA, DIEGO, 2013).

Foi escolhido trabalhar com a primeira opção e, em seguida, comparar os custos nivelados

de geração de eletricidade dos sistemas 1 e 2, de forma a verificar qual sistema se mostra

mais custo-competitivo.

4.3. Sistema CSP 1

Como explicado anteriormente, a planta CSP do SAM opera subdividida em 3 principais

blocos: o campo solar, o sistema de armazenamento e o bloco de potência.

A seguir serão apresentados importantes parâmetros a serem definidos no software SAM,

para cada um dos blocos da planta CSP 1.

4.3.1. Campo Solar

O campo solar é composto pelos coletores, tubulações, fluido de transferência de calor (HTF)

e bomba desse fluido (MALAGUETA, DIEGO, 2013).

Um Loop (ver figura 21) corresponde a um certo número de coletores, sempre em pares, e

também é uma unidade que pode ser configurada no SAM. Headers são as tubulações, frias

e quentes, que conectam os Loops aos demais blocos.

41

Através da página de configuração do campo solar do SAM (ver Figura 22), serão justificadas

as escolhas dos valores de parâmetros neste estudo.

Figura 22 – Aba campo solar


Figura 21 – Configuração do campo solar no SAM

Fonte: WAGNER, MICHAEL (2011), adaptado pelo autor.

42

1. O campo solar pode ser definido a partir de dois parâmetros:

- O múltiplo solar (opção 1);

- Ou a área de abertura (opção 2).

Foi escolhida a opção 1, ou seja, escolheu-se trabalhar com o múltiplo solar, pois neste

trabalho não existe restrição para a área da planta, e consequentemente a área de abertura dos

espelhos.

2. Múltiplo Solar:

O MS está associado de um lado ao custo de capital da planta, de outro à sua capacidade de

gerar eletricidade e, portanto, receita. Logo, o critério de decisão aqui é o otimizar o sistema,

minimizando o LCOE14. A ferramenta de otimização do SAM será apresentada na seção

4.3.4., pois outros parâmetros também serão otimizados simultaneamente ao MS (vazão

mássica mínima do fluido HTF e capacidade de armazenamento térmico em horas).

3. Irradiação de Projeto:

A irradiação de projeto é a irradiação (em W/m²) para a qual é dimensionada a área de

abertura dos espelhos de modo a operar o bloco de potência (MALAGUETA, DIEGO, 2013).

Uma das recomendações técnicas para a irradiação de projeto é que esta seja próxima à

máxima radiação direta incidente (MALAGUETA, DIEGO, 2013). No entanto, uma

recomendação mais conservadora é determina-la não como a radiação máxima no ano, e sim

como a média das máximas diárias (MALAGUETA, DIEGO, 2013).

Desta forma, foi determinado para Bom Jesus da Lapa em todo o estudo a irradiação de

projeto de 750 W/m², conforme calculado em Malagueta (2013).

14 Descrição se encontra na seção 3.3.

43

4. Temperatura Ambiente de Projeto:

Foi usado o valor de 26,1 ℃, segundo os dados meteorológicos apresentados na seção 4.1.

5. Velocidade do Vento de Projeto:

Assim como o parâmetro anterior, segundo os dados meteorológicos apresentados na seção

4.1., foi usado o valor de 2 𝑚/𝑠.

6. Temperatura de entrada do HTF no campo solar:

É a temperatura de entrada no campo solar sob as condições de projeto, na prática essa

temperatura pode variar. Para o SAM, essa é a mesma temperatura de saída do bloco de

potência (SAM/NREL, 2017).

O valor usado foi o padrão. No entanto foi verificado que está próximo ao limite mínimo de

operação do fluido15, aproveitando o máximo do seu potencial de absorção, e apresenta uma

margem de segurança de 23%: 293 ℃.

7. Temperatura de saída do HTF no campo solar:

É a temperatura que o campo solar foi configurado para alcançar. O SAM controla a vazão

do HTF de maneira que esse valor seja alcançado (SAM/NREL, 2017). Logo, esse valor

controla a vazão de HTF no campo solar, e é mantido sempre que possível (SAM/NREL,

2017).

Assim como o parâmetro anterior, foi usado o valor padrão do SAM para o HTF selecionado,

com uma margem de segurança de 15%: 525 ℃.

15 Como antes explicitado, o fluido de transferência de calor, HTF, escolhido nesta pesquisa é o

Hitec Molten Salt (sal fundido).

44

8. Vazão mássica máxima do HTF:

A queda de pressão gerada pela vazão de HTF deve estar de acordo com os limites de

funcionamento das tubulações e das bombas usadas no campo solar.

O SAM não especifica as propriedades das tubulações ou das bombas modeladas pelo

software. Nesse caso, devem-se tomar os valores padrão do software como referência (SAM

YOUTUBE CHANNEL, 2014)16.

Não obstante, neste estudo mostrou-se necessário estimar o valor da vazão mássica máxima

do fluido, pois a irradiação de projeto, que influencia esta vazão, foi alterada.

Neste caso, o fluido HTF foi mantido o padrão, Hitec Molten Salt, e as propriedades do fluido,

que variam com a temperatura, foram determinadas pela média aritmética dos seus valores

de entrada e saída nos coletores, encontrados no manual da Coastal Chemicals no Anexo I.

O cálculo da vazão mássica máxima foi feito da seguinte maneira:

1) Cálculo da queda de pressão de referência do SAM:

∆𝑃𝑟𝑒𝑓 = 𝑓𝑓𝑟𝑒𝑓(𝑅𝑒𝑟𝑒𝑓)

𝜌𝑉2𝑟𝑒𝑓𝑙𝑟𝑒𝑓

2𝐷,

Sendo:

a) 𝑉𝑟𝑒𝑓 é a velocidade do fluido HTF;

𝑉𝑟𝑒𝑓 =𝑚𝑟𝑒𝑓̇

𝜌𝜋(𝐷

2)

2 = 2,3 𝑚/𝑠,

16 Disponível em: https://www.youtube.com/watch?v=FuwAPdv_l8Q&t=2289s

45

onde: �̇�𝑟𝑒𝑓 = 14,4763 𝑘𝑔/𝑠 , é valor padrão para a vazão mássica do fluido HTF;

𝜌 = 1834 𝑘𝑔/𝑚3, é a densidade do fluido HTF;

𝐷 = 0,066 𝑚, é o valor padrão do diâmetro interno das tubulações.

b) 𝑅𝑒 é o número de Reynolds;

𝑅𝑒 =𝜌𝑉𝑟𝑒𝑓𝐷

𝜇= 169.757,

onde: 𝜇 = 1,64 ∗ 10−3 𝑘𝑔/(𝑚 ∗ 𝑠), é a viscosidade do fluido HTF.

c) 𝑓𝑓𝑟𝑒𝑓 é o fator de atrito;

Foi usado um calculador do diagrama de Moody17, tomando a linha de rugosidade igual a

zero.

𝑓𝑓𝑟𝑒𝑓 = 0,0162

d) 𝑙𝑟𝑒𝑓 é o comprimento de referência de um loop.

Foi adotado inicialmente o valor de 𝑙𝑟𝑒𝑓 = 1 𝑚, que está associado ao número padrão de

coletores por loop:

𝑙𝑟𝑒𝑓 = 1 𝑚 ↔ 𝑁𝑠𝑐𝑎𝑟𝑒𝑓 = 16

Em seguida, será encontrado um novo valor para o comprimento do loop, e esse valor será

multiplicado por 16, e então serão determinados os valores finais para �̇�𝑚𝑎𝑥 e 𝑁𝑠𝑐𝑎.

2) Calculo da nova ∆𝑃:

∆𝑃 = 𝑓𝑓(𝑅𝑒)𝜌𝑉2𝑙

2𝐷,

17 Disponível em: http://www.advdelphisys.com/michael_maley/moody_chart/

46

Sendo:

a) Nova vazão de massa:

Balanço de energia: �̇� = 𝐴𝑠𝑐𝑎𝜂𝑎𝑏𝑠𝑁𝑠𝑐𝑎𝐼𝑏𝑛 (I)

Balanço de Primeira Lei: �̇� = �̇�𝑐𝑝∆𝑇 (II)

Igualando I e II:

�̇� =𝐴𝑠𝑐𝑎𝜂𝑎𝑏𝑠𝑁𝑠𝑐𝑎𝑟𝑒𝑓𝐼𝑏𝑛

𝑐𝑝∆𝑇9,627 𝑘𝑔/𝑠

onde: 𝐴𝑠𝑐𝑎 = 470,3 𝑚2, é valor padrão para a área do coletor solar;

𝜂𝑎𝑏𝑠 = 0,601571, é valor padrão para o rendimento do coletor solar;

𝑁𝑠𝑐𝑎𝑟𝑒𝑓 = 16, é o valor padrão para o número de coletores por loop;

𝐼𝑏𝑛 = 750 𝑊/𝑚2 é a irradiação de projeto, definida neste estudo para Bom Jesus da

Lapa;

𝑐𝑝 = 150 𝐽/(𝑘𝑔 ∗ 𝐾) é o calor especifico do fluido HTF;

∆𝑇 = (525 − 293), é a diferença de temperatura entre a entrada e a saída do campo

solar, definida neste estudo.

b) Nova velocidade do fluido HTF;

𝑉 =�̇�

𝜌𝜋 (𝐷2

)2 = 1,54 𝑚/𝑠

c) Novo número de Reynolds;

𝑅𝑒 =𝜌𝑉𝐷

𝜇= 113.300,9

d) Novo fator de atrito, usando o mesmo calculador do diagrama de Moody:

𝑓𝑓 = 0,0175

e) Igualando as duas quedas de pressão, é possível encontrar um novo valor para o

comprimento de um loop:

∆𝑃 = ∆𝑃𝑟𝑒𝑓

47

𝑙 =∆𝑃𝑟𝑒𝑓 ∗ 2𝐷

𝑓𝑓(𝑅𝑒)𝜌𝑉2

=(𝑓𝑓(𝑅𝑒)𝑉

2𝑙)𝑟𝑒𝑓𝑓𝑓(𝑅𝑒)𝑉

2𝑙= 3,11 𝑚

3) Com o novo valor para o comprimento do loop, deve-se encontrar um novo valor para

𝑁𝑠𝑐𝑎:

𝑁𝑠𝑐𝑎 = 𝑙 ∗𝑁𝑠𝑐𝑎𝑟𝑒𝑓

𝑙𝑟𝑒𝑓= 3,11 ∗

16

1= 49,76 𝑐𝑜𝑙𝑒𝑡𝑜𝑟𝑒𝑠

Esse valor é muito alto para o número de coletores, especialmente porque a queda de pressão

não varia linearmente com o número de coletores, como está sendo proposto. Nesse caso foi

usado um valor de 𝑙/2 para o cálculo inicial de 𝑁𝑠𝑐𝑎 , e foram feitas iterações, exibidas na

tabela a seguir:

Tabela 3: Iterações para cálculo da vazão mássica máxima.

𝑙 (𝑚)

14,44 2,3027 169959 0,0161 1,00263359

O valor de 𝑁𝑠𝑐𝑎 que mais aproxima 𝑙 de 1 está entre 22 e 27 coletores. Como o número de

coletores deve ser sempre par no SAM, restaram três opções: 22, 24 e 26; sendo 24 a melhor

entre as três (vazão mássica máxima igual a 14,44 kg/s).

9. Vazão mássica mínima do HTF:

Podem ser feitos os mesmos cálculos do item 8, ou pode ser feita a otimização no SAM.

Nesse trabalho optou-se pela segunda opção, que será apresentada na seção 4.3.4., juntamente

com otimização do MS e da capacidade de armazenamento térmico em horas.

𝑙 (𝑚)

1 9,63 1,53509095 113300,945 0,0175 3,11361973 25

2 14,99 2,38995795 176396,384 0,0160 0,90243347 22

3 13,53 2,15677805 159186,002 0,0164 1,19796945 27

Fonte: Elaboração própria

48

10. Número de coletores por loop:

O valor foi calculado juntamente com o item 8: 24 coletores.

11. Temperatura de proteção para o HTF:

Essa é a temperatura para evitar que o fluido HTF congele em qualquer ponto do sistema.

Ela deve estar acima do mínimo permitido pelo fluido, porém abaixo da temperatura mínima

do campo solar.

Esse valor pode ser otimizado no próprio SAM. Contudo, para este trabalho foi utilizado o

valor padrão de 263 ℃.

4.3.2. Bloco de Potência

A seguir serão apresentados os parâmetros do bloco de potência configurados neste trabalho.

Figura 23 – Aba bloco de potencia


49

1. Capacidade instalada da Planta:

Como foi determinada da seção 3.2.4., a capacidade instalada da planta foi definida em 1,2

MW.

2. Temperatura do Sistema de Backup:

Deve ser igual à temperatura de saída do fluido HTF do campo solar: 525℃.

4.3.3. Armazenamento Térmico

1. Capacidade de armazenamento (em horas):

Para a determinação desse valor, foi usada a ferramenta de otimização da planta no próprio

SAM. Foram combinados valores do MS, capacidade de armazenamento em horas e vazão

mássica mínima, de maneira a minimizar o LCOE. A ferramenta de otimização do SAM será

apresentada na seção 4.3.4.

O valor encontrado foi de 16 horas de termo-acumulação para o Sistema 1. Estudos mostram

que esta capacidade já é uma realidade, como é o caso da planta INDIA ONE, na Índia, com

capacidade de 1MW e um sistema de armazenamento capaz fornecer energia térmica por 16

horas sem radiação solar (WORLD RENEWAL SPIRITUAL TRUST, 2015).

Figura 24 – Aba do sistema de armazenamento térmico


50

2. Temperatura do tanque frio:

A temperatura do tanque frio foi definida como igual à temperatura de proteção do fluido

HTF, com um valor de 263℃.

3. Temperatura do tanque quente:

Esta temperatura foi definida como próxima à temperatura de saída do campo solar, porém

um pouco inferior, com uma margem de segurança de 4,5%.

4. Sistema de despacho da energia:

O SAM permite a criação de até 9 modos diferentes de despacho ao longo das horas e meses,

dias de semana ou fim de semana, com as seguintes configurações:

Figura 25 – Aba do sistema de despacho

Fonte: SAM/NREL (2017), adaptado pelo autor

51

a. Fração de despacho do armazenamento quando o campo solar é capaz de produzir

energia elétrica:

Quando há radiação solar suficiente para operar o campo solar, o despacho da energia

armazenada é controlado pela fração mínima do volume a permanecer preenchido no tanque

quente: caso o valor da fração seja 0, sempre haverá despacho do tanque se necessário e

possível; se o valor for 1, todo o calor possível é armazenado e nada é despachado.

b. Fração de despacho do armazenamento quando o campo solar não está operando:

Nesse caso, como não há sol, não há como acumular calor no tanque, logo, define apenas

qual a fração mínima de volume a permanecer no tanque quente: 0 indica que todo o calor é

despachado se possível e 1 que nenhum calor é despachado.

c. Fração limite de operação da turbina:

A fração da potência nominal que se deseja operar a cada hora (independentemente de qual

componente da planta forneça o calor: campo solar, tanque de armazenamento ou caldeira

auxiliar).

d. Fração mínima de uso do backup ou fração de operação da turbina para a qual o

sistema de backup é acionado: fração da potência nominal da turbina que é atendido pelo

combustível auxiliar (MALAGIETA, DIEGO, 2013).

No caso do sistema CSP 1, o sistema de despacho não foi controlado, pois não se priorizou,

na planta base, um modo de despacho. O modo de despacho foi, por sua vez, utilizado na

planta CSP2 para garantir que o sistema CSP2 + CPV provesse uma quantidade de energia

horária equivalente à do sistema CSP1.

4.3.4. Otimização do MS, TES e vazão mássica mínima

A otimização do MS no SAM, um importante recurso utilizado neste trabalho, é feita através

de análises paramétricas no próprio software. Ela objetiva a maximização ou minimização

52

em função de diferentes parâmetros, como por exemplo, maximizar a geração elétrica ou

minimizar o LCOE (MALAGUETA, DIEGO, 2013).

A otimização no SAM funciona da seguinte maneira: após preenchidos todos os parâmetros

necessários, em uma tela separada são as feitas análises paramétricas. Devem-se selecionar

os parâmetros a serem otimizados, assim como os intervalos de seus valores, e o parâmetro-

alvo da otimização.

O SAM é capaz de rodar a operação anual da planta para cada um dos valores do intervalo

(ou combinação de valores, caso mais de um parâmetro seja otimizado) e apresenta os dados

de saída do modelo em uma tabela (ver figura 16). O usuário pode escolher, de acordo com

os dados de saída e o objetivo da otimização, os valores para cada parâmetro analisado.

Os intervalos analisados neste estudo foram:

MS: 1,7 – 2,9 (a cada 0,2);

TES: 4 – 16 horas (a cada 3 horas);

𝑚𝑚𝑖𝑛̇ : 1,50 𝑘𝑔/𝑠 – 3,25𝑘𝑔/𝑠 (a cada 0,25 𝑘𝑔/𝑠).

No total foram realizadas 280 rodadas na análise paramétrica. Como resultado, foi escolhida,

para a planta CSP 1, a combinação dos valores que gerasse o menor LCOE (ver figura 26).

Tais valores foram:

MS = 2,3;

TES = 16 horas;

�̇�𝑚𝑖𝑛: 3,0 𝑘𝑔/𝑠

53

4.4. Sistema 2: CPV + CSP 2

Nesta seção, serão apresentados os principais parâmetros configurados neste estudo para o

sistema CPV + CSP 2.

4.4.1. A planta CPV

A capacidade da planta foi definida em corrente contínua. Logo, em corrente alternada sua

capacidade é menor, necessitando da presença de inversor para manter a mesma capacidade

em corrente alternada. O SAM assume que os módulos HCPV18 são montados em

rastreadores de 2 eixos (SAM/NREL, 2017). A seguir serão justificados os valores adotados

para os principais parâmetros na planta CPV.

18 Do inglês, High Concentration Photovoltaic.

Figura 26 – Tela de otimização


54

1. Número de rastreadores:

Inspirada na planta CPV do projeto de Sardenha, Ottana Facility, em que se baseou o projeto

deste estudo, essa planta CPV apresenta o mesmo número de rastreadores: 36.

2. Módulos por rastreador:

A capacidade instalada da planta deve ser igual a 1,2 MWdc (corrente contínua). De acordo

com a capacidade de cada rastreador, a quantidade de módulos por rastreador foi calculada

da seguinte maneira:

𝑀𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠

𝑟𝑎𝑠𝑡𝑟𝑒𝑎𝑑𝑜𝑟=

1200

36 ∗ 𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑢𝑚 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜=

1200

36 ∗ 0.375

O número inteiro mais próximo equivale 89 módulos.

4.4.2. A planta CSP 2

A planta CSP 2 possui as mesmas configurações que a planta CSP 1 (anteriormente definidas

ou estimadas), com as seguintes exceções:

Sistema de armazenamento térmico, que deve apresentar menos horas de termo

acumulação;

Despacho controlado, que deve permitir que o sistema híbrido CPV+CSP2 se

comporte similarmente ao sistema CSP 1, em termos de geração de eletricidade.

Figura 27 – Aba de design para planta CPV


55

Os valores para o TES e o despacho do Sistema 2 serão apresentados na seção de resultados.

4.5. Resultados

Nesta seção serão apresentados primeiramente os resultados das etapas de simulações que

levaram à configuração da planta CSP 2 (ver seção 3.5: Comparação da produção entre CSP

1 e CPV, e modelagem da planta CSP 2 no SAM). Em seguida, será realizada a comparação

entre os dois sistemas propostos neste estudo.

4.5.1. Resultados das etapas das simulações

4.5.1.1. Comparação da produção entre CSP 1 e CPV

Nessa etapa, foi criada uma planilha no Excel para a comparação da produção de energia

elétrica em base anual:

Tabela 4 – Comparação em base anual

sendo ∆𝐺 = ∑ 𝐶𝑆𝑃1 − ∑ 𝐶𝑃𝑉

Este é o valor que deve ser fornecido anualmente pela planta CSP 2.

E também em base horária (ver tabela 5), para o primeiro dia do ano. A coluna

∆𝐺 (𝐶𝑆𝑃1 − 𝐶𝑃𝑉) foi configurada de acordo com a lógica abaixo:

Se 𝐶𝑆𝑃1 < 0 ou 𝐶𝑆𝑃1 − 𝐶𝑃𝑉 < 0 => ∆𝐺 (𝐶𝑆𝑃1 − 𝐶𝑃𝑉) = 0

Σ CSP1 (kWh) 6.487.679,18

Σ CPV (kWh) 1.918.616,24

ΔG (kWh) 4.569.062,94


56

Tabela 5 – Comparação em base horária

Quando ∆𝐺 = 0, a planta CSP2 não deve produzir energia. Não significa, no entanto, que no

perfil real da produção em base horária os valores para horas de 00:00 a 08:00 sejam nulos

(na verdade eles são negativos, assim como na planta CSP 1, por conta da necessidade do

campo de atingir a temperatura de Startup).

4.5.1.2. Modelagem da planta CSP 2 no SAM

1. O tamanho do TES de uma planta influencia a sua produção anual. Assim, de acordo com

os valores encontrados na seção anterior para a produção anual da planta CSP 2, foram

Hora do dia CSP1 (kW) CPV (kW) ΔG (CSP1-CPV) (kW)

00:00 -6.92313 0 0

01:00 -6.91733 0 0

02:00 -6.91834 0 0

03:00 -6.91834 0 0

04:00 -6.91834 0 0

05:00 -6.91834 -24.303 0

06:00 -6.91834 23.6021 0

07:00 -6.91834 100.724 0

08:00 -12.631 51.2012 0

09:00 590.422 150.524 439.898

10:00 1218.23 233.53 984.7

11:00 1216 -24.303 1240.303

12:00 1204.33 -24.303 1228.633

13:00 1198.75 760.134 438.616

14:00 1193.37 186.153 1007.217

15:00 1199.2 542.325 656.875

16:00 578.449 296.042 282.407

17:00 1217.21 -12.4747 1229.6847

18:00 1220.05 -24.303 1244.353

19:00 1218.9 0 1218.9

20:00 1204.83 0 1204.83

21:00 1210.25 0 1210.25

22:00 1180.71 0 1180.71

23:00 554.741 0 554.741


57

selecionados três tamanhos diferentes para o TES que mais aproximavam a sua produção

do ∆𝐺: 7,0; 7,5 e 8,0 horas (levando-se em conta que seriam feitos ajustes no despacho

horário da planta, o que diminuiria o valor final da geração anual):

Tabela 6 – Produção anual para 3 TES

Planta Produção Anual

Σ ΔG meta 4.569.062,94 kWh

CSP 2 (8,0) 5.319.797 kWh

CSP 2 (7,5) 5.211.898 kWh

CSP 2 (7,0) 5.086.641 kWh

2. Foram identificadas as frações de operação da turbina (ver seção 4.3.4.), em base horária,

para o perfil de produção ∆𝐺 (𝐶𝑆𝑃1 − 𝐶𝑃𝑉), para que pudessem ser replicadas na planta

CSP 2 através do controle do despacho:

Tabela 7 – Identificação de 3 períodos de despacho da planta CSP2

ΔG (CSP1-CPV) Fração de operação da turbina

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

0 0

439.898 0.366581667

984.7 0.820583333

1240.303 1.033585833

1228.633 1.023860833

438.616 0.365513333

1007.217 0.8393475

656.875 0.547395833

282.407 0.235339167

1229.6847 1.02473725

1244.353 1.036960833

1218.9 1.01575


58

1204.83 1.004025

1210.25 1.008541667

1180.71 0.983925

554.741 0.462284167

3. Comparando as duas colunas, foram identificados 3 períodos diferentes de despacho.

O gráfico a seguir ilustra os três modos de despacho configurados neste estudo, para fazer

com que o sistema híbrido CSP2+CPV mimetizasse o sistema CSP1, antes descrito:

Modo 1: Para esse modo, não há produção de eletricidade; toda a energia térmica coletada é

desviada para o armazenamento.

Figura 28 – Aba do sistema de despacho

Fonte: SAM/NREL (2017), adaptado pelo autor


59

Modo 2: No segundo modo, há produção de energia elétrica apenas com o recurso solar

disponível, poupando o armazenamento térmico para ser usado no terceiro modo; apenas uma

fração da potência nominal é atingida.

Modo 3: Máxima produção de energia elétrica entre os três modos, sendo possível usar tanto

o recurso solar disponível, como a energia térmica acumulada.

4. As três possibilidades de TES para a planta CSP 2 foram configuradas com o sistema de

despacho descrito acima (ver figura 29) e tiveram o seu MS otimizado para minimizar o

LCOE (cents/kWh):

(a) (b) (c)

5. Cada planta apresentou um MS otimizado diferente. A produção anual de energia final

pode ser comparada com o valor esperado, ∆𝐺 (critério de equivalência entre sistemas

CSP1 e CSP2+CPV):

Figura 29 – Resultados da otimizações dos MS para minimização do LCOE: (a) TES = 7,0 horas;

(b) TES = 7,5 horas e (c) TES = 8,0 horas.


60

Tabela 8 – Produção anual para 3 TES com MS otimizado

Planta MS Produção Anual

Σ ΔG meta - 4.569.063 kWh

CSP 2 (8,0) 1,7 4.269.224 kWh

CSP 2 (7,5) 1,7 4.147.536 kWh

CSP 2 (7,0) 1,2 2.902.854 kWh

6. O valor que mais se aproxima de ∆𝐺 é a planta com 8,0 h de termo acumulação.

Configuração final da planta CSP 2:

𝑇𝐸𝑆 = 8,0 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠

𝑀𝑆 = 1,7

𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢çã𝑜 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 = 4.269.224 𝑘𝑊ℎ (ver tabela 8).

Tabela 9 – Comparação da produção anual

Planta Produção Anual

ΔG 4.569.063 kWh

CSP 2 (8,0) 4.269.224 kWh

4.5.2. Comparação final entre o Sistema 1 (CSP 1) e o Sistema 2 (CPV

+ CSP 2)

Nesta seção são apresentados os resultados das comparações entre os dois sistemas propostos.

O principal parâmetro a ser comparado entre as duas plantas é o TES, para uma produção

anual semelhante:



61

Os resultados finais para esse parâmetro estão expostos na tabela 10:

Tabela 10 – Produção anual e capacidade de armazenamento térmico (em horas)

Como se nota, a introdução da planta CPV permite reduzir à metade o TES da planta CSP.

Além da capacidade de armazenamento térmico em horas (TES) e da produção anual, outros

resultados também auxiliam na análise comparativa deste estudo, como: a produção em base

horária; o custo nivelado da eletricidade; o consumo de água e o fator de capacidade.

A modelagem em base horária, como descrita na seção 4.5.1., foi feita para o primeiro dia do

ano:

Tabela 11 – Produção em base horária, primeiro dia do ano

Hora do dia CSP1 CPV+CSP2

00:00:00 -6.92313 -6.93138

01:00:00 -6.91733 -6.92661

02:00:00 -6.91834 -6.92736

03:00:00 -6.91834 -6.92736

04:00:00 -6.91834 -6.92736

CSP 1 CPV + CSP 2

Produção anual 6.487.680 kWh 6.187.840 kWh

TES 16 horas 8,0 horas

Figura 30 – Repeticao da figura 17.

Fonte: Elaboracao propria.


62

05:00:00 -6.91834 -31.23036

06:00:00 -6.91834 10.9102

07:00:00 -6.91834 88.087

08:00:00 -12.631 35.6639

09:00:00 590.422 528.069

10:00:00 1218.23 1046.137

11:00:00 1216 766.557

12:00:00 1204.33 775.049

13:00:00 1198.75 1525.419

14:00:00 1193.37 985.34

15:00:00 1199.2 1334.393

16:00:00 578.449 1104.794

17:00:00 1217.21 1117.6653

18:00:00 1220.05 1118.957

19:00:00 1218.9 1143.42

20:00:00 1204.83 1147.44

21:00:00 1210.25 1140.01

22:00:00 1180.71 1129.37

23:00:00 554.741 357.947

Vale apresentar também os resultados em base horária para um dia típico de cada estação:

solstício de inverno e verão; equinócio de primavera e outono. Dessa maneira é possível ter

uma visão de como a planta CPV + CSP 2 é capaz de mimetizar a planta CSP 1 ao longo de

todo o ano:

Tabela 12 – Comparação entre as plantas em base horária.

Solstício de Verão CSP1 CPV+CSP2 Equinócio de Outono CSP1 CPV+CSP2

Dec 21 12:00 am 1174.6 -6.92721 20/mar 1086.52 -6.92672

Dec 21 01:00 am 1163.19 -6.92721 20/mar 1082.1 -6.92672

Dec 21 02:00 am -7.06835 -6.92721 20/mar 1075.55 -6.92672

Dec 21 03:00 am -7.06835 -6.92721 20/mar 1066.18 -6.92672

Dec 21 04:00 am -7.06835 -6.92721 20/mar 439.834 -6.92672

Dec 21 05:00 am -7.06835 -31.23021 20/mar -7.06861 -6.92672

Dec 21 06:00 am -12.804 44.7563 20/mar -12.8206 334.8219

Dec 21 07:00 am 96.8739 306.0557 20/mar -13.2698 271.6049

Dec 21 08:00 am 1165.38 485.812 20/mar 550.626 689.4391

Dec 21 09:00 am 1156.61 895.182 20/mar 1150.07 1157.424



63

Dec 21 10:00 am 1138.78 1534.65 20/mar 1161.46 1155.5

Dec 21 11:00 am 1150.41 770.586 20/mar 1132.85 1586.876

Dec 21 12:00 pm 1135.03 749.715 20/mar 1121.66 1663.506

Dec 21 01:00 pm 1139.51 1215.233 20/mar 1130.08 1530.339

Dec 21 02:00 pm 1127.91 1398.865 20/mar 1137.01 1252.501

Dec 21 03:00 pm 1142.5 1185.19 20/mar 1128.92 1657.709

Dec 21 04:00 pm 694.042 1106.91 20/mar 1150.85 1458.422

Dec 21 05:00 pm 1125.93 1240.6676 20/mar 1150.61 1470.981

Dec 21 06:00 pm 1135.31 1147.747 20/mar 1163.1 1147.487

Dec 21 07:00 pm 1137.67 1173.69 20/mar 1167.2 1171.94

Dec 21 08:00 pm 1139.27 1177.14 20/mar 1172.95 1174.8

Dec 21 09:00 pm 1131.52 1172.08 20/mar 1170.93 1170.91

Dec 21 10:00 pm 1119.54 1165.57 20/mar 1170.94 1165.65

Dec 21 11:00 pm -7.06816 1152.88 20/mar 1170.92 1154.43

64

Tabela 13 – Comparação entre as plantas em base horaria.

Solstício de Inverno CSP1 CPV+CSP2 Equinócio de Primavera CSP1 CPV+CSP2

21/jun -7.06862 -6.92726 Sep 22 12:00 am -7.06861 -6.92724 21/jun -7.06862 -6.92726 Sep 22 01:00 am -7.06861 -6.92724 21/jun -7.06862 -6.92726 Sep 22 02:00 am -7.06861 -6.92724 21/jun -7.06862 -6.92726 Sep 22 03:00 am -7.06861 -6.92724 21/jun -7.06862 -6.92726 Sep 22 04:00 am -7.06861 -6.92724 21/jun -7.06862 -6.92726 Sep 22 05:00 am -7.06861 -31.23024 21/jun -12.8286 -36.9903 Sep 22 06:00 am -12.8307 6.5485 21/jun -13.1398 717.9826 Sep 22 07:00 am -12.7702 76.567 21/jun 556.711 836.3191 Sep 22 08:00 am 435.213 230.1813 21/jun 1162.24 1224.048 Sep 22 09:00 am 1074.32 284.2489 21/jun 1154.02 1654.537 Sep 22 10:00 am 1038.83 620.32 21/jun 1146

avaliaÇÃo de um sistema hÍbrido de ......energia térmica. com o desenvolvimento avançado da...

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